UNICAMP
UNIVERSIDADE ESTADUAL DE CAMPINAS
INSTITUTO DE GEOCIENCIAS
POS-GRADUACAO EM GEOCIENCIAS
AREA DE ADMINISTRACAO E POLiTICA DE
RECURSOS MINERAlS
FRANCISCO NEPOMUCENO FILHO
TOMADA DE DECISAO EM PROJETOS DE RISCO
NA
EXPLORACAO DE PETROLEO
Tese apresentada ao lnstituto de Geociencias como
parte dos requisitos para obtenc;ao do grau de Doutor
em Geociencias - Area de Administrac;ao e Polltica
de Recursos Minerais.
ORIENT ADOR: Professor Doutor Saul Barisnik Sus lick
JULHO -1997
N352t
UNICAMP
UNIVERSIDADE ESTADUAL DE CAMPINAS
INSTITUTO DE GEOCIENCIAS
POS-GRADUACAO EM GEOCIENCIAS
AREA DE ADMINISTRACAO E POLiTICA DE
RECURSOS MINERAlS
FRANCISCO NEPOMUCENO F/LHO
TOMADA DE DECISAO EM PROJETOS DE RISCO
NA EXPLORACAO DE PETROLEO
Tese apresentada ao lnstituto de GeociE'mcias como
parte dos requisitos para obtenc;ao do grau de Doutor
em GeociE'mcias - Area de Administrac;ao e Polftica
de Recursos Minerais.
ORIENT ADOR: Professor Doutor Saul Barisnik Suslick "
CAMPINAS - SAO PAULO
Nepomuceno Filho, Francisco
N352t Tomada de decisao em projetos de risco na explorayao de
petr61eo I Francisco Nepomuceno Filho. - Campinas, SP: (s.n.],
1997.
Orientador: Saul Barisnik Suslick
Tese (doutorado)- Universidade Estadual de Campinas, lnstituto de Geociemcias.
1. Processo Decis6rio. 2. Avalia9ao de Riscos.
3. Petr61eo - Explora9ao. I. Suslick, Saul Barisnik.
II. Universidade Estadual de Campinas, lnstituto de Geociemcias. Ill. Titulo.
UN I CAMP
UNIVERSIDADE ESTADUAL DE CAMPINAS
INSTITUTO DE GEOCIENCIAS
POS-GRADUA<;AO EM GEOCIENCIAS
AREA DE ADMINISTRA<;AO E POLiTICA DE
RECURSOS MINERAlS
AUTOR: FRANCISCO NEPOMUCENO FILHO
TiTULO DA TESE: TOMADA DE DECISAO EM PROJETOS DE RISCO
NA EXPLORACAO DE PETR6LEO
ORIENTADOR: Prof. Dr. SAUL BARISNIK SUSLICK
Aprovada em:
2.'3
I
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PRESIDENTE: Prof. Dr. SAUL B. SUSLICK
EXAMINADORES:
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Prof. Dr. CHANG HUNG KIANG
Prof. Dr. ClAUDIO BETTINI
·1
Prof. Dr. LUIZ AUGUSTO MILANI
MARTINS:~~
Prof. Dr. MILTON ROMEU FRANKE
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;E tudo quanto fizerdes, fazei-o de todo o cora€(8o, como ao Senhor, e nao aos homens; sabendo que recebereis do Senhor o galardao da heranya, porque a Cristo, o Senhor, servis. COLOSSENSES [3:23-24]
AGRADECIMENTOS
A
PETROBRAS, pela minha libera9ao para a realiza9ao do curso de Doutorado e pela concessao de ajuda de custo.Ao meu orientador Professor Dr. Saul Suslick, pelo forte e continuo apoio que recebi durante todas as fases, desde a ministra9ao de cursos, ate as discussoes tecnicas sobre cada um dos itens desta tese.
Aos profesores Dr. Iran F. Machado, Dr Celso Pinto Ferraz, Dr. Hildebrando Herrmann e Dr. Luiz A Milani Martins pelas oportunidades de debates e discussoes sobre o Brasil e polftica mineraL
Aos colegas e amigos da Petrobras, pelo incentive, crfticas, informa96es e sugestoes: Renata Pimenta de Azevedo, Guilherme 0. Estrella, Milton R Franke, Carlos Walter Marinho Campos e Adaulto C. Pereira.
Aos colegas de turma da p6s-gradua~o da UNICAMP(1995), pela alegria e harmonia na convivencia com todos: Ana Lucia Taveira, Antonio Fernando S. Rodrigues, Antonio Camilo Cruz Junior, Claudio Scliar, Djalma Luiz Sanches, Edilson A Costa, Joaquim Arantes de Bem, Jose Mario Coelho, Jose Otavio da Silva, Jose Paulo M. Marques, Juarez Fontana dos Santos, Marco Aurelio T. de Araujo, Maria Claudia Miranda Diogo, Maria Flavia de F. Tavares, Miguel A. C. Nery, Osvaldo V. Bezerra e Petain Avila de Souza.
A
Cristina , que foi excepcional no suporte em todos os aspectos administrativos e operacionais oferecidos pela UNICAMP/DARM.A
Tania e Valdenir pelo apoio e presteza nos servi9os de secretaria e aos demais funcionarios deste Institute pela amizade e aten9ao demonstradas ao Iongo desses 3 anos, em especial ao Dailto Silva, Sr. Anfbal, Maurfcia e Augusto (in memoriam).A
Marcia, pela aten9ao e ajuda nas pesquisas bibliograficas e na normaliza9ao das referencias bibliograficas.Agrade9o, de modo muito especial,
a
minha familia pela paciencia, a compreensao com todos os sentimentos que vivemos, (saudade, ausencia, solidao, cansa9o, alegrias, afobamento, mudan9as) nesses tres anos que vivi viajando entre Campinas e o Rio de Janeiro.N6s acreditamos:
1. Na etica como urn valor fundamental. 2. Na tecnologia como fator de soberania. 3. Na nossa capacidade de realizar. 4. Na participat;:ao das pessoas.
5. Que trabalhamos melhor quando trabalhamos juntos. 6. No trabalho como fonte de motivat;:ao e realizat;:ao pessoal. 7. Que a qualidade dos nossos produtos e urn fator de sucesso
da PETROBRAS.
8. Que a qualidade depende de cada urn de n6s. 9. Na parceria com os clientes.
10. Na avaliat;:ao de resultados pelo cliente como oportunidade de melhoria.
11. Na integrat;:ao com a comunidade cientifico-tecnol6gica. 12. Que custo e responsabilidade de cada urn.
13. Que podemos melhorar continuamente.
Fundamentos (credo) elaborados pela gerencia do centro de pesquisas da PETROBRAS em 1993, da qual o autor participou.
Esta pagina e uma homenagem a pessoas como Guilherme de Oliveira Estrela, ex-superintendente do CENPES, que possui uma profunda not;:ao de cidadania e que sempre age para que cada urn possa exerce-la com plenitude.
SUMARIO Pagina
INTRODU<;AO 1
CAPiTULO 1. ABERTURA DO SETOR PETROLEO NO BRASIL: PARCERIAS NA AREA DE EXPLORA<;AO DE PETROLEO
1.1 Prospectividade das Bacias Brasileiras 7
1.2 Estagio Explorat6rio das Bacias Brasileiras 14
1.2.1 Potencial de Oleo das Bacias Brasileiras 14
1.2.2 Sistema Petrolifero 16
1.2.3 Perspectivas Explorat6rias 18
1.3 Tamanho dos Blocos para Licitagao 19
1.4 lnvestimento mfnimo 21
1.5 Qualificagao das Firmas e os lnvestimentos 23
1.6 Capital explorat6rio da Petrobras para Parcerias 25
CAPiTULO 2. TOMADA DE DECISAO EM PROJETOS DE RISCO
2.1 lntrodugao 2.2 Arvore de Decisao 2.3 Tomada de Decisao 2.3.1 Avaliagao economica 2.3.2 Analise de Risco 28 29 32 33 39 2.3.2.1 Risco Geologico (Risco inerente ao neg6cio) 43
2.3.2.2 Risco Economico 44
2.3.3 lntrodugao
a
Teoria da Preferencia 472.3.4 Analise de Portif61io 53
2.3.4.1 Diversificagao 57
2.3.4.2 Portif61io e Teoria da Preferencia 59
CAPiTULO 3. FUN<;AO UTILI DADE UNIDIMENSIONAL
3.1 Teoria da preferencia 61
3.2 As Bases Matematicas p/ a Teoria da Preferencia 64
3.3 Determinagao de uma Fungao de Preferencia 66
3.4 Tipos de curvas de preferencias 73
CAPITULO 4. FUN<;AO UTILIDADE MUL TI-ATRIBUTOS
4.1 Conceitos para tomada de decisao Multi-Atributos 92
4.1.1 Criterios, Pesos, Escores e Mecanisme de Premiac;:ao 93
4.1.2 Objetivos Conflitantes 94
4.1.2.1 Definic;:ao do domfnio 94
4.1.2.2 Definiyao de Criterios 95
4.1.2.3 Determinac;:ao dos pesos 97
4.1.2.4 Fator escala 98
4.1.2.5 Modelos Aditivos/Multiplicativos 100
4.2 Procedimentos de Avaliac;:ao para Func;:oes Utilidade
Multi-Atributos 101
4.2.1 Avaliayao Direta da F. U. Multi-atributos 103
4.2.2 Determinac;:ao de uma Func;:ao de
Preferencia Multi-Atributos 105
4.2.3 Aplicac;:ao da condic;:ao de lndependencia 111
4.2.4 Substitutes e Complementares 115
4.3 Aplicac;:ao Pratica: Avaliac;:ao de uma Func;:ao Utilidade para urn Banco de Sangue de urn
Hospital 116
4.3.1 0 Problema do banco de Sangue 116
4.4 Outras Aplicac;:oes Praticas da Teoria da
Utilidade Multi-atributos 123
4.5 0 caso de 3 atributos 123
CAPITULO 5: APUCACOES PRATICAS NA AREA DE EXPLORA<;AO DE PETR6LEO
5.1 Estudo de Caso no. 1: Priorizayao de uma Carteira de
Projetos 126
5.2 Estudo de caso no. 2: Qualificac;:ao Orc;:amentaria dos
lnves-timentos em Explorayao de Petr61eo 137 5.3 Estudo de caso no. 3: Parcerias na Area de Explorac;:ao
de Petr61eo 148
5.4 Estudo de caso no. 4: Aplicac;:ao da Teoria da
Preferencia Multi-atributos 160
CONSIDERACOES FINAlS 188
REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS 195
ANEXO A Elementos da Teoria da Preferencia, Economia e Estatfstica 202
ANEXO B: Software 220
ANEXO C: Glossario 235
LIST A DE FIGURAS
1.1 Bacias sedimentares brasileiras ... 8
1.2 Percentual de investimentos nas bacias nao-produtoras ... 10
1.3 Sistema lacustre: sistema petrolffero das bacias marginais ... 16
1 .4 Estrutura do on;amento de explorac;:ao ... 26
2.1 Arvore de decisao para um projeto de perfurac;:ao de um poc;:o p/ petr61eo ... 31
2.2 N6 de incerteza em explorac;:ao de petrol eo ... 32
2.3 Fluxo de caixa esquematico, tfpico dos projetos de explorac;:ao de petr61eo ... 33
2.4 Arvore de decisao de um projeto de risco ... 34
2.5 N6 de incerteza de um projeto de explorac;:ao de petr61eo ... 35
2.6 Avaliac;:ao economica: modele de fluxo de caixa usado pela Braspetro ... 36
2. 7 Dois projetos diferentes com o mesmo VME ... 38
2.8 Dois jogos referencia Oogo de azar) ... 39
2.9 Arvore de decisao: probabilidades de descobertas de varies volumes de 61eo .... .41
2.10 Distribuic;:ao probabilfstica do VPL.. ... .41
2.11 Criteria de quantificac;:ao do risco geol6gico ... .42
2.12 Redistribuic;:ao das probabilidades de sucesso geol6gico ... .45
2.13 Curva de distribuic;:ao log-normal ... .46
2.14 Curvas de comportamento frente ao risco ... .49
2.15 N6 de incerteza simplificado com dois possiveis resultados ... 51
2.16 N6s de incerteza dos projetos da tabela 2.1 ... 52
2.17 Equivalente certo do projeto vs nivel de participac;:ao financeira no projeto .... 52
2.18 Situac;:oes de decisao na construc;:ao de um portif61io de E & P ... 55
2.19 Retorno e risco da carte ira com varies ativos ... 56
2.20 Retorno e risco de uma carteira com dois ativos ... 57
2.21 Risco versus numero de ativos ... 58
2.22 Curvas de indiferenc;:as e fronteira nao dominada ... 60
3.1 Jogo referencia ... 63
3.2 Func;:ao de preferencia de um tomador de decisao avesso ao risco ... 63
3.3 0 jogo referencia ... 67
3.4 Um jogo especffico ... 68
3.5 Dois jogos triviais ... 69
3.6 Equivalente certo vs probabilidade de sucesso de ganhar V1 ... 71
3. 7 Tres tipos de curvas de utilidade ... 7 4 3.8 Definic;:ao do premia do risco ... 75
3.9 Comparac;:ao de curvas de perfis de risco ... 78
3.10 Tolerancia ao risco p/cada um dos projetos da carteira. ... 85
3.11 Simulac;:8o de Monte Carlo ... 86
3.12 0 programa @Risk: operac;:oes matematicas ... 87
3.13 Distribuic;:ao probabilfstica dos Iueras do projeto ... 88
3.14 Distribuic;:ao probabilistica discreta ... 88
3.15 Arvore de decisao para a figura 3.14 ... 89
3.16 Nfvel 6timo de participac;:ao em um projeto de risco ... 91
4.1 Escala dos pesos dos criterios desejados ... 99
4.2 Espac;:o consequencia de do is atributos ... 101
4.3 Superffcie de utilidade para dois atributos (U(x,y)=f(U(x),U(y)) ... 103
4. 5 Curvas de iso-indiferenyas ... 1 04
4.6 Ajuda grafica para verificar seX
e
utilidade independente deY ... 1084.7 Duas loterias para testar a independencia aditiva ... 110
4.8 Duas loterias para verificar se existe independencia aditiva ... 110
4.9 Curvas de indiferen<;:a da fun<;:ao utilidade da enfermeira p/ falta e descarte. 122 5.1. 1 Macrofluxo de execu<;:ao do estudo de cason. 1 ... 127
5.1 .2 Perfil de tolerancia ao risco da carteira de projeto da RIFTOIL ... 131
5.1 .3 Nivel 6timo de participa<;:ao e compara<;:ao de projetos ... 132
5. 1.4 Analise de sensibilidade ... 133
5.2. 1 Modelo adotado para qualifica<;:ao do or<;:amento. Est. de cason. 2 ... 138
5.2.2 Distribui<;:ao probabilistica dos tamanhos de campos da bacia A ... 139
5.2.3 fndice de aversao ao risco versus nivel de participa<;:ao ... 141
5.2.4 Compara<;:ao de perfis de risco da Regiao A, Be C ... 142
5.2.5 Capital vs nivel 6timo de participa<;:ao ... 145
5.3. 1 Distribui<;:ao dos principais objetivos dos po<;:os pioneiros em Campos ... 149
5.3.2 Dados estatisticos da Forma<;:ao Lagoa Feia ... 151
5.3.3 Ajuste dos tamanhos de campos de 61eo a uma curva log-normal ... 153
5.3.4 Distribui<;:ao probabilistica por volume de 61eo ... 154
5.3.5 Arvore de decisao do prospecto do play horizontes profundos ... 154
5.3.6 Fun<;:ao densidade de probabilidade: Distribui<;:ao condicional do logarftmo do valor presente lfquido do proejto para o tempo t. ... 156
5.3.7 Nfvel 6timo de participa<;:ao p/ um prospecto do play horizontes profundos 158 5.3.8 Analise de sensibilidade p/ um prospecto do play horiz. profundos ... 159
5.4.1 Objetivos e sub-objetivos do estudo de cason. 4 ... 170
5.4.2 Jogo referencia para duas variaveis ... 171
5.4.3 Um espa<;:o conseqOencia para dois atributos (VPL, RP) ... 172
5.4.4 Jogo referencia do risco economico ... 17 4 5.4.5 Fun<;:ao utilidade linear ... 175
5.4.6 Fun<;:ao utilidade da Unioil para o VPL ... 176
5.4.7 Tolerancia ao risco de cada projeto da carteira do est cason. 4 ... 177
5.4.8 Prioriza<;:ao dos projetos levando-se em considera<;:ao somente o VPL ... 177
5.4.9 Jogo referencia para o risco politico ... 178
5.4.10 Fun<;:ao utilidade do gerente da Unioil ao risco politico ... 180
5.4. 11 Escala comum para VPL e RP ... 181
5.4. 12 Curvas de iso-preferencias U(VPL,RP) ... 182
5.4.13 Mapa de iso-preferencia da fun<;:ao U(VPL,RP) ... 185
5.4. 14 Jogo referencia de um prospecto em um Pais com o risco politico RPo ... 186
5.4. 15 Prioriza<;:ao dos projetos levando em considera<;:ao VPL e RP ... 187
LIST A DE TABELAS
1 . 1 Bacias produtoras de oleo no Brasil em 1995 ... 9
1.2 Nfvel de atividade nas bacias produtoras vs nao-produtoras (terrestres) ... 14
1.3 Nfvel de atividade nas bacias produtoras vs nao-produtoras (marftimas) ... 15
1.4 Reservas provadas em bilh5es de barris ... 16
1.5 Uma possfvel divisao em bloco das bacias brasileiras ... 22
1.6 Plano plurianual de investimentos da Petrobras ... 25
1. 7 Atividades de explora9ao e produ9ao da Petrobras ... 26
1.8 Custos medias estimados das atividades exploratorias ... 27
2.1 Dados dos projetos A e B e C e D ... 37
3.1 Pares casados de equivalentes certos e probabilidades de ganhar V1 ... 69
3.2 Nfveis de aversao ao risco sugerido por COZZOLINO ... 79
3.3 Nfvel de tolerancia ao risco das 25 maiores companhias americana de petroleo ... 82
3.4 Valor monetario esperado do projeto da figura 3.15 ... 89
4.1 Danos aos navies mercantes ingleses sob ataque aereo no Mediterraneo ... 97
4.2 Ajuste dos pesos ... 99
4.3 Valores de utilidade para falta e descarte no banco de sangue ... 122
5.1.1 Carteira de Projetos da Riftoil. ... 128
5.1.2 Prioriza98o da carte ira de projetos via equivalente certo ... 134
5.1.3 Melhor portifolio para o primeiro e segundo ano ... 136
5.2.1 Dados de entrada do modele do estudo de caso n. 2 ... 140
5.2.2 Aloca9ao otima de recursos por regiao ( cenario 1) ... 144
5.2.3 Aloca98o otima de recursos por regiao (cenarios 2 e 3) ... 147
5.3.1 Volume de oleo dos campos descobertos no play horizontes profundos ... 152
5.3.2 Distribui98o log-normal dos tamanhos de campos do play h. profundos ... 153
5.3.3 Dados de entrada do projeto ... 155
5.3.4 Dados de entrada do projeto (custos, probabilidades, VPL e coef. c) ... 158
5.4.1 Dados dos projetos do estudo de caso n. 4 ... 160
5.4.2 Riscos economico e polftico dos pafses ... 168
5.4.3 Valores da fun98o utilidade para o risco economico ... 176
5.4.4 Valores da fun96es utilidade para o risco polftico ... 180
5.4.5 Valores de utilidade dos projetos, usando duas variaveis (VPL e RP) ... 185
5.4.6 Matriz de valores de utilidade para diferentes VPL e RP ... 185
5.4. 7 Classifica9ao e nivel otimo de participa9ao dos projetos, usando fun9ao utili dade com do is atributos ... 187
bbl BP c E&P EOR EqC EUA Ma MM P&D PETROBRAS PPA TIR
UK
VME VPLLIST A DE SIGLAS, ABREVIATURAS E SiMBOLOS
- barris
- British Petroleum
- Coeficiente de aversao ao risco - Explora9ao e Produ9ao
-"Enhanced Oil Recovery" (Recupera9ao avan9ada) - Equivalente Certo
- Estados Unidos da America - Milh6es de anos
- Milh6es
- Pesquisa e Desenvolvimento - Petr61eo Brasileiro S/A
-Plano Plurianual (Or9amento) -Taxa lnterna de Retorno - Reino Unido
- Valor Monetario Esperado - Valor Presente Uquido
UN I CAMP
UNIVERSIDADE ESTADUAL DE CAMPINAS
INSTITUTO DE GEOCIENCIAS
POS-GRADUACAO EM GEOCIENCIAS
AREA DE ADMINISTRACAO E POLiTICA DE
RECURSOS MINERAlS
TOMADA DE DECISAO EM PROJETOS DE RISCO
NA EXPLORACAO DE PETROLEO
RESUMO
TESE DE DOUTORADO
Francisco Nepomuceno Filho
As recentes mudanc;:as no setor petrolifero implicam urn novo ambiente de explora<;ao de intensa competi<;ao no Brasil. As tendencias de internacionalizagao da exploragao induzem as empresas a adotarem tecnicas padronizadas de avalia<;ao e comparagao de prospectos visando a redu<;ao do risco. Dentro desta perspectiva, os individuos necessitam de urn processo decis6rio que contemple os objetivos da empresa, as metas desejadas e as restri<;oes or<;amentarias. Este trabalho descreve urn sistema te6rico e pratico de suporte
a
tomada de decisao baseado nas teorias da utilidade multi-atributos e da analise de decisao, com o objetivo de estimar a melhor alocagao de capital no projeto de exploragao de uma bacia sedimentar. Alem disso, tal sistema possibilita estimar o melhor nivel de participa<;ao financeira de uma firma em urn projeto de explora<;ao de petr61eo realizado em parceria.UN I CAMP
UNIVERSIDADE ESTADUAL DE CAMPINAS
INSTITUTO DE GEOCIENCIAS
P6S-GRADUACAO EM GEOCIENCIAS
AREA DE ADMINISTRACAO E POLiTICA DE
RECURSOS MINERAlS
DECISION-MAKING IN RISK PROJECTS
IN OIL EXPLORATION
ABSTRACT
DOCTORAL THESIS
Francisco Nepomuceno Filho
With the recent changes in the petroleum sector in Brazil, the exploration will enter in an increasingly competitive and risky business environment. The trends of internationalization of exploration and risk reducing recommend the use of standardized techniques of evaluation and comparison of plays and prospects. Under these circumstances, managers have a growing need to employ better and more systematic decision processes that explicitly embody the firm's objectives, desired goals, and resource constraints. In order to spread risk in major projects, oil companies will continue to engage in joint ventures. This thesis describes a theoretical and practical system for exploration decision support based on the expected utility theory and decision analysis, in order to estimate the best capital allocation and to define the best level of financial participation of a firm in the new ventures in petroleum exploration projects.
INTRODU9AO
A motivacao
A abertura do setor petr61eo no Brasil e o modelo de gestao da qualidade total voltada a processes sao dois aspectos importantes que motivaram o autor a
realizar esse trabalho de doutorado, visando a estudar a coerencia e a
consistencia do processo de tomada de decisao em exploragao de petr61eo. Durante muito tempo, as visoes de qualidade total estavam voltadas para o produto; assim, qualidade total significava "zero defeito", "zero erro", ou seja, a avaliagao se dava sobre o resultado final, restrito ao produto.
Os resultados do processo de tomada de decisao em exploragao de petr61eo demoram de 5 a 8 anos para aparecer; por isso, e precise que se tenha urn controle dentro do processo decis6rio e nao s6 na avaliagao final do produto. Foi com essa visao que se buscou dar coerencia e consistencia ao processo de tomada de decisao, definindo itens de verificagao dentro do mesmo.
Dentro dessa perspectiva, o objetivo desta tese e aprimorar o processo de tomada de decisao em exploragao e produgao de petr61eo( E & P), definindo
itens de controle dentro do processo decis6rio.
Urn dos aspectos mais crfticos na estrategia dos neg6cios de uma empresa e o processo de distribuigao dos investimentos, face aos riscos e incertezas do mesmo. Para estruturar e quantificar essa classe de decisao estrategica, esta tese busca descrever urn modelo de decisao multi-objetivos desenhado para ajudar tomadores de decisao na alocagao de capital em urn conjunto de oportunidades de investimentos de risco.
Trabalha-se especificamente para o desenvolvimento de urn modelo, teoricamente robusto, de alocagao de capital que incorpore uma atitude de risco da
corporagao, visando
a
melhoria continua da qualidade de decisoes associadas aoEm todos os capftulos deste trabalho, admite-se que o leitor esteja familiarizado com a avalia9ao economica de projetos de minera9ao, especialmente em projetos de explora9ao de petr61eo1. A incorpora9ao quantitativa da avalia9ao economica e da analise de risco no processo de tomada de decisao, via teoria da preferencia,
e
a base desse trabalho.A avalia9ao economica traz em si a organiza9ao e a visao do neg6cio. Lan9a-se mao da analise de risco quantitativa para fortalecer a base de informa98o da avalia9ao economica. Alias, este trabalho s6 tem sentido quando se opera com projetos de risco. Se o projeto nao tem risco e o decisor sabe com antecedencia tudo que vai acontecer no futuro, basta fazer uma analise economica convencional. Agora, se o projeto envolve riscos, o gerente precisa de uma metodologia que reduza seus riscos e maximize seus ganhos. Nesse caso, a teoria da preferencia
e
importante.Aabordagem
Os sistemas de suporte
a
decisao desenvolvidos hoje no mundo podem ser divididos em dois tipos: programa9ao estruturada e caixa de ferramentas. 0 primeiro tipo tem como exemplo classico a programa9ao linear. Esse sistema exige que o decisor coloque o seu problema de decisao em uma estrutura rfgida, definindo fun96es-objetivo, equa96es de restri96es e maximizando ou minimizando essas fun96es.0 segundo tipo resulta no desenvolvimento de uma caixa de ferramentas que ajudam a tomada de decisao. Sao ferramentas tfpicas desse grupo os programas de avalia98o economica, analise de risco, teoria da preferencia, arvore de decisao, analise de portfolio etc. Contrariamente
a
programa9ao estruturada, esse sistemae
altamente flexfvel, apresentando varias estruturas (seqOencias de trabalhos) dependendo do problema.1
Existe uma boa literatura sobre avalia9ilo economica. Ao leitor interessado recomenda-se NEWENDORP(l975), e MANNARINO(l991), autores que tratam detalhadamente da avalia9ilo economica de projetos de explora9ilo de petr6leo. Na area de mineravao, recomenda-se, entre outros: GENTRY & O'NEIL (1984) e SOUZA, (1995).
Este trabalho esta inclufdo no grupo de desenvolvimento de ferramentas e tern como objetivo maior a incorporac;:ao da avaliac;:ao economica e da analise de risco no processo de tomada de decisao em projetos que envolvam riscos.
A aplicac;:ao da teoria da preferencia e a principal ferramenta utilizada nesse trabalho. Tal ferramenta possibilita atender as seguintes demandas: dar consistencia ao processo de hierarquizac;:ao de projetos de risco; definir o nfvel 6timo de participac;:ao financeira em cada projeto; reduzir o risco financeiro via participac;:ao fracionada nos projetos e via diversificac;:ao dos investimentos; e maximizar os resultados(ganhos) a Iongo prazo, na medida em que a exposic;:ao ao risco e mitigada, protegendo a firma contra possfvel falencia financeira.
Os pontes crfticos da aplicac;:ao da teoria da preferencia estao na determinac;:ao da func;:ao-utilidade e do coeficiente de aversao ao risco do gerente frente a capacidade financeira da firma. A teoria da preferencia tern sido desenvolvida dentro da academia e a sua adequac;:ao ao uso para soluc;:ao de problemas reais tern sido urn dos desafios sobretudo na utilizac;:ao pelo gerente
de exploragao de petr61eo. Esse trabalho
e
uma contribuic;:ao para auxiliar ogerente no uso dessa metodologia, criando ferramentas que facilitem sua aplicac;:ao e superem algumas barreiras tecnicas.
0 problema
Regularmente, os gerentes enfrentam o problema de construc;:ao de portfolio apropriado de oportunidades de investimentos, consistentes com os objetivos de neg6cio da empresa. As decis5es sobre alocac;:ao de capital podem focalizar a selec;:ao de misturas apropriadas de projetos de alto risco versus projetos de baixo risco, domestico versus atividades no exterior, P&D versus produc;:ao, aquisigao versus desenvolvimento de oportunidades.
Na analise de portfolio (SHARPE, 1970), discute-se que decis5es de investimentos podem ser avaliadas usando o retorno esperado e o desvio-padrao
(ou variancia) da distribuic;:ao do retorno (em que o desvio-padrao
e
visto comoAssim, na constru9ao de um portfolio tem-se uma carteira de projetos com diversos retornos esperados e respectivos riscos associados. 0 investidor tem dais objetivos: maxi mizar o retorno esperado e mini mizar o risco.
Usa-se o termo portfolio para indicar as combina96es de investimentos que um investidor pode escolher. 0 conjunto de portfolios
eficientes e possfveis
e
aquele que atende as seguintes condi96es: a) nao existe outro portfolio com um retorno esperado mais alto e o mesmo desvio-padrao do retorno. b) Nao existe outro portfolio com um desvio padrao menor e o mesmo retorno esperado. Esse conjunto de portfolios repousa sabre a linha denominada conjunto eficiente de portfolios.Na constru9ao de um portfolio, encontram-se frequentemente as seguintes situa96es:
+
Projeto Ae
melhor do que o projeto 8+
Projeto 8e
melhor do que projeto A..
???
A ultima situa9ao
e
aquela em que entra a preferEmcia do gerente. Ou ele prefere um retorno maior mesmo com maior risco, ou ele prefere um retorno menor mas com mais seguranya. Essa pondera9ao depende da capacidade financeira da firma de absorver perdas e da disposi9ao do gerente para correr riscos. A teoria da preferenciae
importante para dar coerencia ao processo de tomada de decisao em projetos de risco.A escolha do portfolio 6timo de um conjunto eficiente requer um tradeoff
entre risco e retorno que depende da atitude de risco da organiza9ao. Portanto, conhecendo-se as preferencias da firma,
e
possfvel identificar o portfolio 6timo.2
A natureza dos dados
Esse trabalho s6 tem sentido se lidar com projetos de risco. 0 risco normalmente e expresso em um percentual (um numero entre 0 e 100), mas pode ser expresso de varias outras formas, principalmente como curvas de distribui9ao.
Essas curvas de distribui9ao podem ser obtidas por intermedio da analise estatfstica de resultados passados ou simula96es numericas com proje96es
futuras. Por exemplo, uma analise estatfstica da rentabilidade de um ativo
poderia mostrar uma distribui9ao probabilistica da taxa anual de retorno de um projeto para varios anos. Com isso, poder-se-ia determinar a taxa de retorno media e o desvio-padrao dessa distribuivao e as duas estatfsticas representariam o retorno medio esperado do projeto e seu risco envolvido.
Nas proje96es para o futuro, dados tecnicos podem conduzir analistas a estimar, por exemplo, que o pre9o do barril de 61eo ficara entre 14 e 18 US$, com distribuivao uniforme entre 14 e 18, ou estimar que ele podera estar mais perto de 18 do que de 14, ou seja, sera mais provavel que ele esteja em torno de 17. Poderia entao ser representado por uma distribui9ao triangular (14,17,18}, em que se teria o valor mfnimo, a moda e o maximo, respectivamente.
0 risco geologico de um projeto explorat6rio depende da ocorrencia de varios fatores como: presen9a de rochas-reservat6rio, presen9a de uma trapa estrutural e/ou estratigrafica, presen9a de selo, presen9a de rochas geradoras de petr61eo e da possibilidade de que esses fatores tenham uma rela9ao espacial e temporal adequada para a gera9ao, migra9ao e acumulavao de petr61eo. A interpreta9ao dos modelos geol6gicos e dos dados geoffsicos permite estimar com maior ou menor eficiencia a presen9a desses fatores que condicionam a ocorrencia de petr61eo, ponderando-os quanto aos seus respectivos graus de incerteza.
De um modo geral, os analistas consideram esses fatores como variaveis independentes. Portanto, a probabilidade de sucesso de se encontrar uma acumulavao de petr61eo e dada pela multiplica9ao da probabilidade de existencia de cada um desses fatores, probabilidade essa estimada pelos interpretes de analise de bacia.
A aplicacao pratica
A tecnologia se desenvolve com o uso, daf realizarem-se nesse trabalho algumas aplica96es praticas da teoria da preferencia em problemas do mundo real, em especial na area de petr61eo.
Quatro aplicay(ies praticas sao introduzidas nessa tese, buscando-se a melhoria dos processos de decisao na atividade de explorayao de campos de petr61eo e na melhor eficacia de alocayao dos recursos. As aplicayoes foram estruturadas da seguinte maneira:
1) Analise de portfolio: Analise de uma carteira com 69 projetos
explorat6rios com VME positivo, visando
a
defini9ao do nfvel 6timo de participayao financeira em cada projeto, usando a teoria da preferencia para uma firma com urn oryamento explorat6rio anual de 250 milhoes de d61ares.2) Defini9ao de alocayao de capital em tres bacias sedimentares com potencial para canter campos de petr61eo de diversos tamanhos ( grande, media e pequeno).
3) Definiyao de participayao financeira 6tima em uma parceria para a explorayao de petr61eo.
4) Aplicayao da funyao-utilidade multi-atributos para definiyao de alocayao de capital em investimentos de petr61eo em varios pafses, considerando o VPL e o risco politico.
As aplica96es do modelo, discutidas nesse trabalho, pertencem
a
industria do petr61eo e gas. Entretanto, o metoda da teoria da utilidade multi-atributos para estrategia de neg6cio e alocayao de capital pode ser aplicado para qualquer setor de neg6cio.CAPiTULO 1: ABERTURA DO SETOR PETR6LEO NO BRASIL: PARCERIAS NA AREA DE EXPLORA9AO DE PETR6LEO
Com as mudanc;as na legislac;ao do setor petroleo no Brasil, surgem varias questoes que devem ser equacionadas segundo a realidade da economia de mercado.
Perguntas tais como: Qual a prospectividade das bacias sedimentares brasileiras?, qual o grau de explora<;ao ja realizado nas bacias? qual a dimensao das areas para concessao (tamanho dos blocos)? qual o investimento mlnimo por bloco? qual a qualifica<;ao das firmas que irao participar? e qual o nlvel de recursos disponiveis da PETROBRAS para parcerias? deverao ser respondidas.
1.1 Prospectividade das Bacias Brasileiras
Tres pontos sao importantes para a atratividade de investimentos estrangeiros na area de explora<;ao e produ<;ao de petroleo em um pais: potencialidade geologica, estabilidade poHtica e estabilidade nas relac;oes contratuais.
Quanta maior a potencialidade geologica e a estabilidade polltica de urn pals, maior a participa<;ao do governo nos resultados economicos da explora<;ao de petroleo. Em contrapartida, o governo pode conceder incentives fiscais para que as companhias continuem a investir em projetos de maiores riscos dentro do pais.
A distribui<;ao das 29 bacias sedimentares brasileiras esta configurada na Figura 1.1, compreendendo uma area de 5,1 milh6es de km2 (mais que a metade do territorio brasileiro ).
Dessa area, 63% (3,2 milhoes de km2) sao bacias paleozoicas ou mais velhas (Solimoes, Amazonas, Maranhao, Parecis e Parana) ou seja, bacias que se forma ram entre 600 e 200 mil hoes de anos atras.
0
restante, 37% ( 1 ,2 milhoes de km2) sao bacias do tipo rifle (rifle abortado, aulacogenos e rifleevolufdo para bacia do tipo margem passiva) que se formaram devido
a
quebrada placa tectonica de Gondwana, iniciada ha 140 milhoes de anos
(Eo-Cretaceo) e que culminou com a abertura do Oceano Atlantico.
Exp1orac;;ao
Bacias Sedimentates
Terrestres Area (km') Maritimas Area (km')
Figura 1.1 Bacias sedimentares brasileiras Fonte: PETROBRAS
As bacias terrestres atualmente produtoras de petr61eo no Brasil sao: Solimoes, Potiguar, Sergipe/Aiagoas, Reconcavo, Espfrito Santo e Parana. A produyao do mar provem das bacias: Ceara, Potiguar, Sergipe/Aiagoas, Espfrito Santo, Campos e Santos (Tabela 1.1 ).
Tabela 1.1 As bacias produtoras de oleo no Brasil, em 1995 (produyao media em barris/dia)
Bacias Terrestres Marltimas Total
Solimoes 16.668
-
16.668Potiguar e Ceara 74.792 28.990 103.782
Sergipe/Aiagoas 36.399 10.145 46.544
Reconcavo 62.395 1.453 63.848
Espl rita Santo 8.051 1.132 9.183
Campos e Santos
-
537.778 537.778Parana (Petro-six) 4.415
-
4.415Total 202.720 579.498 782.21
Fonte: Bras1l Energy, (1995).
Ate 1988, a PETROBRAS investia em media 30% nas bacias nM-produtoras e, consequentemente, 70% nas bacias nM-produtoras. A partir daquele
ano, o Brasil reduziu
a
metade os investimentos anuais em explorac;:ao depetr61eo e com isso a PETROBRAS se concentrou nas bacias produtoras, que passaram a absorver cerca de 90% dos investimentos em explorac;:ao (Fig. 1.2).
E
importante assinalar que, no final de 1988, a polftica neoliberal, hojevigente no Brasil, ja se havia iniciado no Mexico, Argentina e Chile, e comec;:ava a ser delineada no Brasil. Nesse perfodo, comec;:aram as mudanc;:as estruturais do Estado, refletindo no procasso de tomada de decisao das companhias estatais, cuja novas missoes serao ainda definidas.
Tal situac;:ao tern abalado a confianc;:a no processo de tomada de decisao par parte dos gerentes das estatais, dificultando o processo de qualidade total que, em parte, por forc;:a da abertura e da necessidade de competitividade no mercado internacional, teve que ser adotado.
Figura 1.2: Percentual de investimentos nas bacias nao-produtoras, refletindo a concentra.;:ao dos investimentos nas bacias produtoras
A prospectividade para petr61eo nas bacias sedimentares esta diretamente relacionada com as seguintes questoes:
1) Quais sao as rochas geradoras?, qual
e
a sua possanga para geragao de hidrocarbonetos?, onde e quando foram depositadas? e que tipo de 61eo pode ser encontrado?2) Quais sao as rochas-reservat6rio? e quais sao as suas caracterfsticas flsicas: tamanho, distribuigao, continuidade, porosidade, litologia e capacidade de acumulagao e produgao?.
3) Como se formaram as acumulagoes?, que tipo de trapas existe? e que tipo de tectonismo foi responsavel pela formagao das trapas?.
4) Qual
e
a profundidade de ocorrencia do petr61eo?, qual e a geografia em relagaoa
lamina de agua?, quais sao as dificuldades tecnol6gicas para descobrir e produzir petr61eo? e qual e o custo de produgao? As Bacias Paleoz6icas do BrasilDas bacias paleoz6icas (Figura 1.1 ), as mais promissoras para petr61eo sao a do Solimoes e a do Amazonas. Possuem espessas camadas de rochas geradoras (ate 1000 metros de espessura), presenga de camadas de sal, que se constituem em eficientes selantes, e varies niveis de rochas-reservat6rio. Essas bacias poderao canter campos gigantes de petr61eo. As rochas vulcanicas
(diabasio) intrudidas na se<;:ao sedimentar durante o Triassico, com espessura de ate 900 metros, dificultam atualmente a prospec<;:ao e podem ter provocado a perda de grandes quantidades de petr61eo. As reservas de hidrocarbonetos descobertas na Amazonia sao de 98 milhoes de barris de 61eo (provada +
provavel + possivel) e 58 bilhOes de m3 de gas.
A Bacia do Maranhao (Parnaiba) apesar de extensa (600 mil km\ tem uma espessura maxima de sedimentos de apenas 3000 metros, dal as possfveis rochas geradoras apresentarem-se imaturas, ou seja, nao tiveram temperatura suficiente para gerar petr61eo, alem de serem pobres em materia organica e
pouco espessas. lsso confere um baixissimo potencial
a
bacia, em termos depetrol eo.
A Bacia do Parana nao tem camadas de sal, apresentando-se bastante arenosa, com baixa eficiemcia das rochas selantes. Alem disso, as melhores
rochas com potencial gerador sao os folhelhos Irati, pouco espessos ( < 50
metros) e geralmente imaturos, o que proporciona um baixo potencial para petr61eo.
As Bacias Cretacicas do Brasil
As bacias do tipo rifte, compreendendo 1,2 milhao de km2, foram
inicialmente formadas a partir da ruptura do continente Gondwana. A margem
brasileira estende-se por cerca de 5000 km e engloba 15 bacias
sedimentares (Figura 1.1 ).
A forma<;:ao da margem atlantica do Brasil come<;:ou ha 140 milhoes de
anos (Eo-Cretaceo), quando se iniciou a individualizayao dos continentes sui-americana e africano.
Nessa epoca, as for<;:as geotectonicas responsaveis pela separa<;:ao dos dois continentes provocaram um afinamento e fraturamento da crosta, com formayao de falhas geol6gicas e surgimento de intense vulcanismo que provocou um espesso derrame de lavas sobre as areas das futuras bacias sedimentares, em ambos os !ados da extensa geo-fratura.
Com o resfriamento diferencial desse magma, formou-se urn grande !ago separando o Brasil da Africa. Apresentando urn relevo acidentado, esse !ago (ou rosario de lagos, semelhante ao que existe hoje no leste africano) foi preenchido por sedimentos lacustres, rices em materia organica e que, com espessuras de ate 2000 metros, se tornaram os principais geradores de petr61eo das bacias da margem leste do Brasil (CHANG et al., 1992).
Esse extenso lago alongado Norte-Sui espalhava-se desde Alagoas ate urn area vulcanico na regiao de Florian6polis, que o separava do mar aberto ao sui. Com o resfriamento e abaixamento desse area, comec;;aram a ocorrer invasoes marinhas que foram responsaveis pela deposic;;ao, nesse lago, de uma cam ada de sal de ate 2000 metros de espessura (SZA TIMARI et al., 1993), basicamente NaCI, de idade Aptiana (Eo-Cretaceo, 120 Ma).
Enquanto isso, prosseguia a separac;;ao entre os continentes sui-americana e africano, evoluindo-se de urn lago para urn grande golfo e,
finalmente, mar aberto com o rompimento definitive da crosta. As tensoes
geotectonicas seriam agora absorvidas pela produc;;ao de magma na cadeia meso-atlantica, com a criac;;ao de uma placa oceanica nova. Hoje, a taxa de separac;;ao entre os dais continentes e de aproximadamente 2 cm/ano.
Com a evoluc;;8o do processo, passa-se da deposic;;8o do sal para uma plataforma carbonatica e, com a abertura definitiva do mar, depositou-se sabre o sal e os carbonates uma sequencia de influxo terrigeno, ou seja, de areias e folhelhos (argilas), que perdura ate hoje.
lsso resume a hist6ria de preenchimento das bacias marginais brasileiras, ou seja, a sua estratigrafia. A seguir, descreve-se como se formaram as estruturas.
Na sec;;ao mais antiga do lago, constata-se a atividade das falhas, devido as for9<1s geotectonicas que provocaram o estiramento da crosta e a formac;;ao de altos (horsts) e baixos (grabens). Nesses altos foram encontradas algumas acumulac;;5es de petr61eo (ex. Campo de Badejo, na Bacia de Campos).
Segue-se uma fase de quiescimcia tectonica, com a deposigao de sal e carbonato. Posteriormente, com o basculamento da placa em dire<;:ao ao mar, depositou-se sobre o sal uma espessa segao de areias e folhelhos, fazendo o sal movimentar-se intensamente, com isso estruturando a propria segao de areias e folhelhos, formando assim grandes estruturas portadoras de hidrocarbonetos, hoje em aguas profundas.
Estilos estruturais variam sistematicamente ao Iongo da margem, mas sao preferencialmente sistemas de faihas distensionais. Entretanto, varias areas (Bahia Sui, Sergipe/Aiagoas, Barreirinhas e Ceara) exibem dobras e estruturas em flor transcorrentes/transpressionais bem-desenvoividas, que constituem grandes trapas estruturais, provaveimente associadas as zonas de fraturas oceanicas e suas projegoes continentais (DAVISON, 1991 ). Trapas estruturais sao tambem encontradas pr6ximas a abundantes domos de sal nas bacias de Campos, Santos, Espirito Santo, Bahia Sui e Sergipe/Aiagoas.
Trapas estratigraficas estao se tornando objetivos muito importantes, desde as grandes descobertas nas Bacias de Campos e Santos. A PETROBRAS, rotineiramente, vem testando trapas estratigraficas em aguas profundas.
Grandes "canyons" preenchidos, com ate 50 km de iargura e 200 km de comprimento, desenvolveram-se nas bacias de Campos, Espfrito Santo, Mucuri, Bahia Sui e Potiguar, desde o Cretaceo ate o Oligoceno, formando trapas estratigraficas atrativas, nas bacias de Campos e do Espfrito Santo.
Dessas 22 bacias cretacicas brasiieiras, 8 sao produtoras de petr6ieo (Ceara, Potiguar, Sergipe/Aiagoas, Reconcavo, Bahia Sui, Espirito Santo, Campos e Santos).
As reservas da bacia de Campos ( 110000 km2) ja passam de 8 biih6es de barris de 6ieo recuperavel e a bacia apresenta um potencial de mais 10 biihoes de barris, superando a bacia do Reconcavo( 11000 km2), que era a mais prolffera bacia brasileira, com uma reserva original provada de 2 bilhoes de barris.
1.2 Estagio Exploratorio das Bacias Brasileiras
0 conhecimento sobre a prospectividade das bacias brasileiras permite
classifica-las em dois grupos: as bacias com produyao ja estabelecida, objeto dos maiores investimentos da PETROBRAS ao Iongo dos ultimos quarenta anos, e as bacias ainda nao-produtoras (a tabela abaixo, apesar de so abranger ate 1990, expressa o estagio exploratorio dessas bacias, visto que de 1990 ate hoje as atividades se concentraram nas areas produtoras} (Tabelas 1.2 e 1.3).
Tabela 1.2: Nlvel de atividade nas bacias produtoras vs niio-produtoras (B. terrestres).
Bacias Produyiio de N. Po~tos Area da Lin has oleo Jul/95 Explora- bacia Sismicas (barris/dia) * t6rios ** ( km2) (km) •• 1. Solimoes 16.668 108 600.000 44.888 2. Potiguar 74.792 472 30.000 23.028 3. Sergipe/Aiagoas 36.399 637 10.000 34.511 4. Reconcavo 62.395 898 11.000 27.771 5. Espirito Santo 8.051 295 13.000 10.295 Total (B. Produtora) 202.720 2.410 664.000 140.493 Total (B. nao-Produtoras)
-
512 2.940.000 131.370 Total 202.720 2.922 3.600.000 271.863Fonte: PETROBRAS/E&P/Gerpro ** Dados de dez, 1990 • Produ91io Jul/95
Os investimentos e conseqOentemente o conhecimento das bacias ainda nao produtoras sao relativamente pequenos e podem ainda reservar grandes surpresas em termos de campos de oleo.
1.2.1 Potencial de 61eo das Bacias Brasileiras
As reservas totais do Brasil (provada, provavel e possfvel) alcanc;:aram no final de 1994, o volume de 7,9 bilhoes de barris de oleo equivalente (LUCCHESI et al, 1995). A produc;:ao atual e de 782 mil barris de oleo equivalente por dia ( dados de jul/95).
As ultimas estimativas do potencial petrolifero brasileiro (volume de oleo equivalente a ser descoberto) totalizam cerca de 19 bilhoes de barris. Desse total, 55% estaria em laminas de agua maiores que 1000 metros. Por isso, o
programa explorat6rio dos pr6ximos anos inclui a perfura<;:ao de varies po<;:os pioneiros em aguas profundas (LUCCHESI, 1994). A PETROBRAS desenvolve, desde h8 4 anos, um projeto estrategico de desenvolvimento de tecnologias para produ<;:ao de 61eo/gas ate 2000m de lamina de agua (PROCAP 2000).
Tabela 1 3· Nivel de atividade nas bacias produtoras Versus nao-produtoras (8 maritimas)
Bacias Produ<;:ao de Po<;:os Area da Linhas
61eo Jul/95 Explora- bacia Sfsmicas
(barris/dia) * t6rios
**
( km2) (km) ** 1. Ceara e Potiguar 28.990 249 70.000 141.422 3. Sergipe/Aiagoas 10.145 190 20.000 68.342 4. Campos 527.278 513 110.000 271.907 5. Santos 10.500 28 250.000 90.415 Total (B. Produtora) 576.720 980 450.000 572.086 Total (B. nao-Produtoras)-
236 350.000 336.561 Total 576.720 1.216 800.000 908.647Fonte: PETROBRAS/E&P/Gerpro - Dados de dez/1990 • Prodw;:ao Jul/95
.
0 Brasil esta entrando em uma excitants fase de explora<;:ao com tecnologia propria de produ<;:ao em aguas profundas, quebrando recordes mundiais (1027 metros de lamina de agua) com conhecimentos geol6gicos e geoffsicos substancialmente melhorados em qualidade nos ultimos anos.
A reserva provada de 61eo no Brasil cresceu quase 50% no quatrienio 90-94, conforms tabela abaixo. Observa-se a progressive exaustao das bacias terrestres produtoras (-11 %) de 90-94. enquanto os campos em lamina de agua entre 400-1000 metros ja contribuem com 56% do valor da reserva em 1994.
Os campos descobertos em lamina de agua acima de 1000 metros, descobertos nos ultimos anos, ainda nao estao sendo computados como reserva provada. Estao situados dentro da categoria de reservas possfveis e provaveis que, se computadas, elevam as reservas de 61eo do Brasil para quase 8 bilh5es de barris (LUCCHESI, 1995).
Tabela 1,4: Reservas provadas em bilhoes de barris
Mar Terra Total
1990 2,08 0,72 2,80
1994 3,50 0,64 4,14
Crescimento 68% -11% 48%
Fonte: PETROBRAS/E&P.
1 .2.2 Sistema Petrolifero
0 principal sistema petrolifero das bacias marginais brasileiras esta
ilustrado na Figura 1 ,3,
400 300 200 100 0
PALEOZ61CO MESOZ61CO CEN.
D
I
M Escalade Tempo Geologico (Ma) Eventos do Sistema Petrolifero Rocha Geradora Rocha Reservat6rio Rocha Selante Soterramento Formac;:ao da Trapa Geragao/Migrayao Figura 1 .3: Sistema lacustre: Sistema Petrolifero das bacias Marginais.Fonte: Mello et al (1994), PETROBRAS,
0 sistema petrolifero lacustre e o mais importante sistema petrolifero nas bacias brasileiras e responsavel por mais de 90% do 61eo encontrado ate hoje no BrasiL Esse sistema tem como geradores os folhelhos do Cretaceo Inferior, depositados em um ambiente lacustre.
Outro sistema petrolifero que parece estar presente na Bacia de Santos, e que formou os campos de Tubarao, Coral e Caravelas, tem como principais geradores os folhelhos marinhos carbonaticos de idade Aptiana/Aibiana.
Campos gigantes (reserves maiores do que 500 milhOes de barris de 61eo) em aguas profundas, no Brasil, estao, ate agora todos na Bacia de Campos e ja sao em numero de seis (6).
Foram basicamente dois fatores importantes que condicionaram a formac;:ao dos campos gigantes de aguas profundas no Brasil: Primeiro foi o soerguimento da Serra do Mar, proximo e ao Iongo da costa, devido ao basculamento da placa, tornando-se uma grande fonte de suprimento de areia para a bacia durante o Terciario (60-10 Ma). Grandes leques turbiditicas se depositaram em aguas profundas sobre as camadas de sal, provocando a halocinese e abrindo janelas para a migrac;:ao ascendente de 61eo gerado na sec;:ao abaixo. 0 61eo alojou-se nesses reservat6rios arenosos, ja estruturados devido
a
propria movimentac;:ao do sal.0 segundo ponto importante para a descoberta desses campos gigantes em aguas profundas na Bacia de Campos foi que os depocentros das rochas geradoras de petr61eo na bacia estao hoje em aguas profundas, logo abaixo dos leques tubiditicos, ou seja, o avanc;:o da explorac;:ao para aguas profundas se dirigiu para o centro da bacia, onde, por condicionantes geofisicos e geoquimicos, se encontra sua melhor zona geradora ("cozinha de gerac;:ao").
A Bacia de Campos era, pois, um grande lago durante o Eo-Cretaceo, onde se depositaram as rochas geradoras e atuara como um grande receptador de leques turbiditicas durante o Terciario, na medida em que a Serra do Marse formava.
Outros lagos similares ao Iongo da costa leste do Brasil podem estar presentes numa geografia ora mais para costa, ora mais para a regiao de aguas profundas, e esse parece ser o grande desafio para a descoberta de outras bacias produtoras em aguas profundas, ao Iongo da costa brasileira.
Ate hoje, existem 34 campos de 61eo produzindo na bacia de Campos e mais 7 (sete) estao para entrar em produc;:ao. Esses novas campos incluem os gigantes Barracuda e Leste de Marlim, e os campos de Guarajuba, Caratinga, Albacore leste e o campo descoberto pelo poc;:o RJS-409.
1.2.3 Perspectivas Explorat6rias
As perspectivas explorat6rias para petr61eo no Brasil podem ser sintetizadas nos seguintes aspectos:
• Os anos 90 marcaram definitivamente o avan<;:o da explora<;:ao de
petr61eo no Brasil para aguas profundas com as descobertas de 6 campos gigantes na bacia de Campos. Existe um grande potencial petrolffero no Brasil, no mar em aguas profundas. Estao praticamente inexploradas as areas de aguas profundas das bacias de Pelotas, Santos, Bahia Sui, Sergipe/Aiagoas, Potiguar, Ceara e Para-Maranhao.
• As descobertas de 61eo de origem marinha na Bacia de Santos nos
campos de Tubarao, Coral e Caravelas abrem uma grande perspectiva para a bacia, vista que esse mesmo gerador e o responsavel por 90% de todo o 61eo do oeste africano, onde sao conhecidos alguns campos gigantes. lsso favorece
OS prospectos de aguas profundas de Santos e tambem da bacia de Pelotas.
• Em aguas profundas, na Bacia de Campos, OS objetivos profundos,
arenitos do Cretaceo Superior e se<;:ao pre-sal, ainda nao come<;:aram a ser explorados. Eles oferecem grandes perspectivas, vista que os geradores principais das bacias brasileiras pertencem ao Cretaceo Inferior e as reservas de 61eo encontradas ate agora estao na se<;:ao mais rasa da bacia (Eoceno, Oligocene e Mioceno). No modelo, fica clara que esse 61eo, quando ascendeu das rochas geradoras para esses horizontes mais rasos, provavelmente atravessou e preencheu os reservat6rios mais profundos.
• 0 desenvolvimento dos campos da bacia de Campos pode garantir a
auto-suficiencia em petrol eo do Brasil por mais de 10 anos. Por exemplo, para uma produ<;:ao diaria de 2 milh6es de barris/dia, as reservas brasileiras que estao em torno de 8 bilhoes de barris, dariam para atender toda essa demanda. A bacia de Campos tem um potencial de mais de 10 bilhoes de barris a serem descobertos e o fndice de sucesso dos po<;:os explorat6rios tem sido maior que
50%. Assim, devera despertar interesses em associa<;:oes para o
desenvolvimento desses campos, aliado ao fato de que a PETROBRAS ja detem tecnologia para produ<;:ao de campos em ate 1500 metros de 11'lmina de agua.
• As bacias terrestres sao de potencialidade menor, mas oferecem perspectivas para o desenvolvimento de EOR (Enhanced Oil Recovery) e ainda estao sub-explorados os prospectos visando trapas estratigraficas.
• Em aguas rasas, estao sub-explorados os prospectos que visam horizontes profundos, o que traz possibilidades de mudar o perfil energetico brasileiro, desde que as possfveis descobertas de gas, localizadas naqueles nfveis, terao um mercado proximo as industrias brasileiras instaladas ao Iongo do literal.
• A plataforma do Para-Maranhao parece fornecer as melhores perspectivas da regiao Norte. A descoberta do po9o PAS-11 que produziu durante quase um ano 3500 barris/dia, mostrou que essa regiao pode canter campos gigantes em po9os muito profundos, superiores a 5000 metros, ou seja em objetivos abaixo da plataforma carbonatica do Terciario. Os geradores sao folhelhos marinhos do Terciario e o grande desafio e a identifica9ao de reservat6rios em aguas profundas. Esse novo sistema petrolifero foi identificado apenas nesse p090, estando ainda pouco estudado.
0 Brasil tern um excelente potencial para descobertas gigantes de hidrocarbonetos, tais como as recentes descobertas de Marlim, Albacora leste, Barracuda, entre outras. 0 Complexo de Marlim (Marlim e Marlim Sui) e provavelmente o maior campo de 61eo descoberto no mundo ocidental nos ultimos 7 anos, com mais de 15 bilhoes de barris "in place".
0 Brasil produz hoje 782 mil barris de 61eo por dia Uul/95), que representam 60% do consume de 61eo do pais. As reservas recuperaveis originais provadas estao estimadas em 7,9 bilhOes de barris e o potencial brasileiro e estimado em 19 bilhoes de barris. Essas reservas sao da magnitude dos Campos do Mar do Norte, lnglaterra (19,4 bilhOes de barris) e de aguas profundas do Golfo do Mexico (20 bilhoes de barris).
1.3. Tamanho dos Blocos para Licitacao
Na epoca dos contratos de risco no Brasil (1975-1988), as bacias sedimentares brasileiras foram divididas em blocos de 1 x 1 grau (longitude x latitude), ou seja, blocos de aproximadamente 10.000 km2
Recentemente, a Venezuela abriu 10 areas para licita9ao com dimensoes em torno de 2000 km2 cada. A lnglaterra foi dividida em quadrantes medindo 1 x 1 grau. Os quadrantes foram numerados e cada um foi dividido em 30 blocos, com tamanho medio de aproximadamente 250 km2. Nos EUA, o tamanho medio dos blocos no mar e de no mfnimo 5760 acres( 23,3 km2), considerado relativamente pequeno, o que justifica a existencia de 20 mil blocos arrendados sob varias condi96es de contratos. Nos EUA, os termos mais comuns das concessoes no mar sao o "royalty" variando entre 12,5% a 16,7% do valor da produ9ao e uma taxa anual de aluguel do local, equivalents a US$ 3,00 por acre. 0 tamanho dos blocos de concessoes em areas federais em terra sao de somente 2.560 acres, exceto no Alasca, onde chegam a atingir 5.760 acres.
0 tamanho das areas dos blocos varia com a prospectividade de cada bloco e principalmente com o numero de "leads 1" ou prospectos existentes (visualizados) nos mesmos. A padroniza9ao do tamanho dos blocos facilita a administra9ao dos contratos. Assim, pode-se imaginar que os tamanhos de blocos no Brasil possam variar de 1 x 1 ou 0,5 x 0,5 grau.
Observe-se que os blocos nos EUA, de 23.3 km2, indicam uma demonstra9ao de soberania do estado. Com blocos pequenos, aumenta o controle do governo sobre as a96es das empresas.
Conforme foi dito anteriormente o tamanho do bloco depende da prospectividade da area. Assim, de um modo geral, o tamanho dos blocos depende dos seguintes fatores: tipo de bacia (rifte, intracratonica, margem passiva, etc); intensidade de estrutura9ao da bacia (nfvel de deforma9ao e tipo de deforma9ao); grau de explora9ao (madura, senil, jovem); tamanho dos campos potenciais a serem descobertos; numero de "leads"; facilidade operacional (profundidade dos objetivos, acesso
a
area, etc).Na tabela 1.5 sao apresentadas as bacias brasileiras divididas em blocos de 1 x 1 grau para as bacias intracratonicas e 0.5 x 0.5 grau para as bacias tipo rift e.
"Leads" sao indicayoes preliminares de possibilidades de ocorrencia de hidrocarbonetos (HC) na area; normalmente sao inversoes estruturais, possiveis trapas estratigraticas como truncamentos, ou simplesmente uma anomalia de amplitude nas linhas sismicas, que podeni estar associada
a
presenya de hidrocarbonetos.Assim dividido, o Brasil teria 7 43 blocos. Admitindo urn investimento
minimo de sismica e 1 po<;:o por ano por bloco, (custo estimado de US$ 5
milhOes por bloco), necessitar-se-ia de US$ 3,7 bilhOes por ano durante 3 anos para avaliar todos esses blocos. Ou ainda, num plano decenal seriam
necessaries, aproximadamente 1 bilhao de d61ares por ano para avaliar todas
essas bacias nos pr6ximos 10 anos. lsso e uma simplifica<;:ao para permitir a
visualiza<;:ao do nivel de investimento explorat6rio necessaria, desde que se decidiu nao considerar os dados explorat6rios ja obtidos nesses blocos e imaginar que os novos po<;:os buscariam explorer situa<;:Qes novas nao-exploradas pelos trabalhos anteriores.
1.4 lnvestimento Minimo
De um modo geral, as atividades exigidas em um contrato de concessao para explora<;:ao de petr61eo sao:
-Levantamentos de sismica de reflexao (em media de 1000 km (terra) a
10000 km (mar}, com custos em torno de 2-3 milhoes de d61ares.
-Perfura<;:ao de Po<;:os: em media, 1 po<;:o por ano, ou sejam 3 po<;:os por bloco, com custos estimados de 9 a 18 mil hoes de d61ares.
A defini<;:ao dos investimentos minimos esta condicionada a um prazo de realiza<;:ao. Os prazos adotados para explora<;:ao desses blocos sao de 3 anos para explora<;:ao, renovaveis por mais 2 anos. Caso ocorra uma descoberta, mais 5 anos para delimita<;:ao e, se comprovada uma reserve economics, mais 20 anos para produ<;:ao.
Portanto, o investimento mfnimo por bloco, em provincias de grande atividade, varia de US$ 10 a 20 milh5es em 3 anos. Ou seja, investimento anual que varia de US$ 3,5 a 6,5 mil hoes por bloco.
0 prazo de concessao depende de diversos componentes como: tempo necessaria para realizer o investimento minimo; dificuldade operacional da area; obten<;:ao de sismica e interpreta<;:ao (de 6 meses a 2 anos) e perfura<;:ao de um po<;:o profundo (3 meses a 1 ano).
Tabela 1.5: Uma possfvel divisiio em blocos das bacias sedimentares brasileiras para explorayiio de petr61eo: total de 7 43 blocos
- Bacias lntracratOnicas Paleoz6icas (blocos de 1 x1 grau = +I- 10.000 km2)
Amazonas 500.000 50 blocos
Parnaiba 600.000 60 blocos
Parecis/Aito Xingu 250.000 25 blocos
Acre 350.000 35 blocos
Solimoes 600.000 60 blocos
Parana 1.100.000 110 blocos
Sao Francisco 250.000 25 blocos
==========================================
3.650.000 km2 365 blocos - Bacias tipo rifte do Cretaceo (Terra)
(blocos de 0,5 x 0, 5 graus = +I-2500 km2)
Tacutu 5.000 2 blocos
Maraj6 50.000 20 blocos
Brag.Niseu/S. Luiz 25.000 10 blocos
Araripe/Rio do Peixe 12.000 5 blocos
Jatoba 5.000 2 blocos Tucano 30.000 12 blocos Reconcavo 11.000 4 blocos Taubate/Resende 3.000 1 bloco
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--141.000 km2 56 blocos- Bacias tipo riftes + margem passiva do Creta ceo/Terciario ( 0,5 x 0,5 graus = +/-2500 km2 - Bacias produtoras)
(1x1 grau = +/- 10.000 km2- bacias niio-produtoras hoje)
1 X 1 05x05
Foz do Amazonas 300.000 30 blocos
Para/Maranhao 50.000 5 blocos Barreirinhas 60.000 6 blocos Ceara 40.000 16 blocos Potiguar 60.000 24 blocos Paraiba/Pernambuco 20.000 2 blocos Sergipe/Aiagoas 30.000 12 blocos
Bahia Sui 80.000 32 blocos
Espfrito Santo 60.000 24 blocos
Campos 100.000 40 blocos
Santos 250.000 100 blocos
Pelotas 110.000 11 blocos
Cone do Amazonas 100.000 10 blocos
Cone do Rio Grande 100.000 10 blocos
===-=-=============---=---===========---==
1360.000 km2 74 blocos 248 blocos
1.5 Qualificacao das Firmas e os lnvestimentos
Fazendo uma compara9ao com outros pafses que passaram pelo processo de abertura, pode-se estabelecer dois cenarios diferentes: urn primeiro em que a PETROBRAS continuaria operando as areas que ja detem, enquanto que as outras empresas atuariam em novas concessoes; urn segundo cenario, em que a PETROBRAS concentraria suas atividades em determinadas areas ou instalav5es, repassando para terceiros ou mesmo fechando alguns ativos que ela considere pouco atraentes. Na segunda hip6tese, a PETROBRAS poderia tambem participar de associa96es para explorar ou mesmo produzir alguns campos ja descobertos.
Das 29 bacias brasileiras, nove ja sao bacias produtoras em diferentes estagios de desenvolvimento. Uma analise mais expedita da atividade sugeriria que a PETROBRAS se concentrasse em Campos e Santos, alienasse algumas participayoes na Bahia, Sergipe/Aiagoas, Rio Grande do Norte e Espfrito Santo e se associasse para explorar a Amazonia, Para-Maranhao, e Sui da Bahia (mar). 0 desenvolvimento dos campos gigantes da bacia de Campos requer investimento elevado, (30-40 bilhoes de d61ares). Em funyao disso, uma das op96es da PETROBRAS e realizar contratos de "partilha de produ9ao"2 com companhias internacionais.
Dois grandes segmentos que poderiam entrar nesse mercado sem duvida seriam: urn formado pelas companhias internacionais e o outro pelos grupos privados nacionais. Na Argentina, com o processo de abertura, foram criadas varias companhias nacionais. No Brasil, existem companhias que esh!lo investindo grandes somas no setor de servi9os na area de petr61eo e que poderiam estar interessadas em participar da abertura do mercado petrolifero nacional. Dentre elas, Odebrecht, Montreal, Schain Cury, Queiroz Galvao e Andrade Gutierres.
E
facil para uma companhia nacional de petr61eo entrar em areas nas quais a tecnologia e bern conhecida e madura. Entretanto, as grandes companhias internacionais de 61eo estao comumente dominando as areas detecnologias mais complexas. A importancia dessas companhias repousa em seus conhecimentos e experiencias nas fronteiras da tecnologia. Por exemplo: Na explorayao maritima, as grandes companhias de petr61eo internacionais tem especialistas capazes de desenvolver os campos de 61eo em aguas profundas e coloca-los em produc;;ao.
A explorac;;ao e o desenvolvimento em aguas profundas na Bacia de Campos chamou a atenc;;ao do mundo para o Brasil, colocando a PETROBRAS na vanguarda do desenvolvimento tecnol6gico em aguas profundas. 0 Brasil detem o recorde de completac;;ao submarina, ao completar o poc;;o Marlim-4 em lamina de agua de 1027 metros, em abril de 1994.
Grandes companhias internacionais de petr61eo buscam explorar areas no exterior para descobrir 61eo relativamente barato, e os paises hospedeiros, com grandes reservas nao-exploradas, estao provendo incentives para essas companhias para atrair seus especialistas e capital.
0 custo para a descoberta e desenvolvimento de reservas no exterior e significativamente menor do que nos EUA. Por exemplo, o custo medio de produc;;ao de 61eo nos EUA nos ultimos 5 anos e estimado em US$ 9,10 por barril, comparado a US$ 5,85 no exterior (MALIK, 1990). Alem disso, empresas sediadas nos EUA e Reina Unido recebem incentivos fiscais desses governos para se lanc;;arem a explorac;;ao em outros pafses.
Os campos gigantes de aguas profundas do Brasil tem um custo operacional de 3 US$/bbl e um custo para descobrir e desenvolver de menos de 2 US$/bbl (BASTOS,1994, MARTINS,1994).
Para se alcanc;;ar a capacidade instalada de produc;;ao de 500 000 barris de 61eo/dia foram gastos na bacia de Campos US$ 20 bilhOes e para se chegar a 1 milhao de b/d sera necessaria o investimento de mais de US$ 12 bilhoes (CARNEIRO, 1994). Com investimento de US$ 400 milhoes para a produc;;ao na bacia de Campos em 1994, fica muito dificil se alcanc;;ar a meta de 1.5 milhao de barris/dia e a auto-suficiencia de petr61eo no Brasil. Parece 6bvio que isso levara a PETROBRAS a buscar associac;;oes para a produc;;ao desses campos.
Com as reservas ja descobertas, o Brasil tem capacidade se ser auto-suficiente na produc;;ao de petr61eo hoje (consume de 1 500 000 bbl/dia), embora
essa nf10 seja necessariamente uma estrategia por si s6 desejavel ou atrativa. As trocas comerciais e os equilfbrios das condigoes polfticas e economicas devem ser
respeitadas. A PETROBRAS precisara de US$ 30-40 bilhoes para produzir os
campos de aguas profundas. Assim, quando o Congresso Nacional aprovou a lei que quebrou o monop61io, abriu espago tambem para a participayao das transnacionais na exploragao desses campos.
A exploragao em aguas profundas para os horizontes mais profundos (3500-4500 metros de profundidade), ou seja, os arenitos turbiditicas do Cretaceo (Campaniano e Santoniano) e a segao pre-sal ainda nao estao sendo explorados, apesar das grandes perspectivas devido ao alto custo da exploragao. 0 61eo, nesses horizontes profundos, devera ser de melhor qualidade do que os oleos pesados e biodegradados dos horizontes mais rasos. A exploragao desses horizontes requer maiores recursos financeiros (os custos dos pogos sao altos) e serao necessaries maiores avangos tecnol6gicos, visando seguranga, dadas as altas temperaturas,
pressoes e a presenga de sal. 0 risco tambem e maior devido
a
redugao dascaracteristicas permo-porosas dos reservat6rios com o aumento da profundidade. 1.6 Capital Explorat6rio da PETROBRAS Disponivel para Parcerias
0 capital explorat6rio anual da PETROBRAS nos pr6ximos 5 anos sera de US$ 700 milhoes (Tabela 1.6).
Tabela 1.6: Plano Plurianual de lnvestimentos- PPA 1995/99 (US$ Milhoes)
ATIVIDADES 1995 1996 1997 1998 1999 TOTAL Explorayi!o 675 686 725 770 827 3.683 Produ9ao 1.009 1.593 1.682 1.412 1.546 7.242 Refino 472 1.020 1.190 1.117 1.185 4.984 Term/Dutos 372 584 686 486 370 2.498 Tr. Maritimo 99 131 137 41 26 434 Outros 173 176 171 163 171 854 Total 2.800 4.190 4.591 3.989 4.125 19.695
Fonte: Brasil Energia ~ Out.,1995.
Certamente, nem todo o capital explorat6rio da PETROBRAS estaria disponivel para parcerias. Custos fixos e alguns projetos ja em andamento comprometem parte significativa desses recursos. Assim, o orgamento seria
